We wachten op richtlijnen voor de implementatie van het directe elektriciteitshandelsmechanisme.

Het mechanisme voor de directe aankoop en verkoop van elektriciteit tussen installaties voor de opwekking van hernieuwbare energie en grote elektriciteitsverbruikers (DPPA) is vastgelegd in decreet 80/2024/ND-CP. Veel experts in de elektriciteitssector staan ​​echter sceptisch tegenover de praktische uitvoerbaarheid ervan.

De nieuwe regelgeving maakt het voor producenten van hernieuwbare energie en grote afnemers mogelijk om rechtstreeks elektriciteit te kopen en te verkopen.

Schone elektriciteit is 24/7 beschikbaar: 27 Amerikaanse cent/kWh

Een van de twee vormen van een DPPA (Dedicated Power Purchase Agreement) is de directe aankoop van elektriciteit via een aparte transmissielijn. Hierbij sluiten producenten van hernieuwbare energie en grote elektriciteitsverbruikers een stroomafnameovereenkomst af en ontvangen ze elektriciteit via een aparte transmissielijn, die niet is aangesloten op het nationale elektriciteitsnet.

In hun toelichting op deze optie geven elektriciteitsdeskundigen aan dat grote klanten met een productie van meer dan 200.000 kWh per maand minder snel voor deze optie zullen kiezen, omdat productie- en bedrijfsactiviteiten een continue en stabiele elektriciteitsvoorziening vereisen.

“Het is mogelijk dat er in geconcentreerde industriële zones speciale stroomdistributiepakketten (DPPA's) zijn met aparte leidingen tussen zonnepanelen op daken en klanten binnen de industriële zone. Waar zouden we buiten industriële zones corridors kunnen vinden om aparte leidingen aan te leggen? Als grote elektriciteitsverbruikers zoals cement- en staalfabrieken naar gebieden met zonne- of windenergiecentrales in Ninh Thuan of de Centrale Hooglanden zouden reizen om hun elektriciteit te gebruiken, dan zou er wellicht een aanzienlijke hoeveelheid elektriciteit geleverd kunnen worden. Het is echter belangrijk om te benadrukken dat wind- en zonne-energie niet altijd aan de behoeften van cement- en staalfabrieken kunnen voldoen”, aldus een expert met meer dan 30 jaar ervaring in de elektriciteitssector.

Daarnaast staat decreet 80/2024/ND-CP grote elektriciteitsverbruikers toe om, naast het rechtstreeks kopen en verkopen van elektriciteit via speciale aansluitlijnen, ook elektriciteit te kopen en verkopen aan de Vietnam Electricity Corporation (of andere elektriciteitsleveranciers die niet aan de Vietnam Electricity Corporation zijn gelieerd) overeenkomstig de geldende regelgeving.

De stroomafnameovereenkomsten die de elektriciteitssector al lange tijd met grote afnemers sluit, bevatten echter allemaal afspraken over elektriciteitsverbruik en capaciteit, zodat de sector weet hoe te investeren om een ​​stabiele en continue stroomvoorziening voor klanten te garanderen. Gezien de instabiele aard van hernieuwbare energie zonder bijbehorende opslag, zijn grote afnemers zeker terughoudend om elektriciteit af te nemen van bedrijven die hernieuwbare energie leveren via hun eigen leidingen. Ze zouden dan te maken krijgen met situaties waarin de elektriciteitssector geen compensatie biedt tijdens perioden van gebruik van hernieuwbare energie, wat resulteert in een daling van de capaciteit en de productie als gevolg van weersomstandigheden, of ze zouden hogere prijzen moeten accepteren omdat de elektriciteitssector altijd paraat staat om te compenseren wanneer de hernieuwbare energieproductie fluctueert als gevolg van weersomstandigheden.

"De elektriciteitssector zou nooit investeren in hoogspanningsleidingen en onderstations zonder te weten wanneer en voor hoeveel ze die kunnen verkopen, want al deze kosten zijn verwerkt in de elektriciteitsprijs. De huidige gemiddelde verkoopprijs van elektriciteit die Vietnam Electricity Group (EVN) volgens de staatsvoorschriften hanteert, is niet voldoende om de productie- en inkoopkosten te dekken", aldus de heer Manh T., werkzaam in de elektriciteitssector.

Energie-expert La Hong Ky deelt zijn perspectief op onderzoek naar investeringen in zonne-energie op daken en biedt een ander standpunt. Volgens hem laten gegevens van tientallen zonne-energiesystemen op daken in Noord-Vietnam zien dat het gemiddelde aantal zonuren in deze regio minder dan 3 uur per dag bedraagt, oftewel iets meer dan 1.000 uur per jaar. Tegelijkertijd is er 8.760 uur per jaar (365 dagen x 24 uur) waarop elektriciteit direct beschikbaar is. Investeren in zonne-energie op daken in Noord-Vietnam om elektriciteit te leveren via een DPPA-model met een eigen transmissielijn is daarom aanzienlijk minder aantrekkelijk dan het afnemen van elektriciteit van EVN.

Voor bedrijven die zonne-energie willen gebruiken voor een stabiele productie, zijn de kosten ook erg hoog.

"We hebben berekend dat als we volledig op zonne-energie zouden draaien om dag en nacht zelfstandig elektriciteit op te wekken, zonder netaansluiting, we voor 1 MW stabiele, continue stroomvoorziening 4 MW aan zonnepanelen en een bijbehorend opslagsysteem zouden moeten investeren. De elektriciteitsprijs zou dan rond de 27 Amerikaanse cent per kWh moeten liggen," aldus de heer Dang Q., van een bedrijf dat zonne-energiesystemen ontwikkelt.

Een verkoopprijs van 27 Amerikaanse cent/kWh is natuurlijk niet te vergelijken met de aankoop van elektriciteit van EVN via distributiebedrijven of elektriciteitshandelaren, waar de hoogste piekprijs die door de staat wordt gereguleerd slechts iets meer dan 3.000 VND/kWh bedraagt ​​(22 kV en 3-fasen).

Directe actie is noodzakelijk, maar EVN moet nog steeds als tussenpersoon optreden.

In het DPPA-model, maar dan via het nationale elektriciteitsnet, sluit de eenheid voor de opwekking van hernieuwbare energie een stroomafnameovereenkomst op de spotmarkt met EVN en wordt door EVN betaald volgens het getekende contract.

Grote elektriciteitsverbruikers zullen ook elektriciteitskoop- en verkoopcontracten met elektriciteitsbedrijven afsluiten via EVN en betalingen aan EVN verrichten.

"Veel mensen denken dat EVN een monopolie heeft en dat bedrijven in de hernieuwbare energiesector en grote afnemers rechtstreeks stroomafnameovereenkomsten met elkaar zouden kunnen sluiten zonder tussenkomst van EVN. Volgens de regelgeving in decreet 80/2024/ND-CP is EVN echter nog steeds verplicht om de relatie met leveranciers van hernieuwbare energie en grote afnemers te beheren. Wat zou dan het nut zijn van een contract dat rechtstreeks tussen bedrijven in de hernieuwbare energiesector en grote afnemers wordt gesloten?", aldus een expert op het gebied van stroomdistributie.

Wat betreft de kosten voor het gebruik van het elektriciteitssysteem per eenheid elektriciteit per jaar (VND/kWh), zoals vastgelegd in artikel 16 van decreet 80/2024/ND-CP, zijn er ook een aantal punten in het betalingsproces tussen grote afnemers en elektriciteitsbedrijven onder EVN die nadere verduidelijking behoeven.

Volgens voorspellingen van experts zal het beoordelings- en goedkeuringsproces voor de DPPA-kosten onder artikel 16.4 en de compensatiekosten onder bijlage IV eveneens complex en langdurig zijn, omdat EVN deze kosten hoog wil houden, terwijl hernieuwbare energiebedrijven en grote afnemers ze juist laag willen hebben.

“Momenteel voert het interdepartementale inspectieteam jaarlijkse audits uit van de elektriciteitsproductie en bedrijfskosten van EVN over het voorgaande jaar en publiceert de resultaten. De publieke opinie blijft echter veel vragen oproepen over de nauwkeurigheid, juistheid en volledigheid van deze cijfers. Zullen grote afnemers de door EVN berekende eenheidsprijzen accepteren? En als ze willen dat deze prijzen worden goedgekeurd door het Ministerie van Industrie en Handel , zal het Ministerie dat dan wel durven? Vooral omdat de jaarlijkse berekeningen voor het elektriciteitsnet variëren vanwege de invloed van de wateraanvoer van waterkrachtcentrales (die momenteel ongeveer 20% van de totale geïnstalleerde capaciteit van het systeem vertegenwoordigen)”, aldus een expert in de elektriciteitsdistributie.

De heer Ky benadrukte ook de noodzaak om de stabiliteit van de levering van hernieuwbare energie te verduidelijken. Hij merkte op dat hernieuwbare energie fluctueert met het weer, terwijl grote elektriciteitsklanten juist stabiliteit nodig hebben. Zonder opslag om de levering te stabiliseren, zou 10 MW elektriciteit die door hernieuwbare energiebronnen aan het net wordt geleverd, aanzienlijk verschillen van 10 MW elektriciteit die grote klanten afnemen van het zeer stabiele nationale net.

"Dit behoeft verduidelijking, omdat het de elektriciteitsprijs zal beïnvloeden. Het is onaanvaardbaar dat hernieuwbare energiebronnen simpelweg elektriciteit opwekken, aan het net leveren en daarvoor betaald krijgen, terwijl ze tegelijkertijd het systeem versterken en deze kosten doorberekenen in de elektriciteitsprijs voor andere klanten," aldus de heer Ky.

Veel zaken blijven "onopgelost".

Deskundigen op het gebied van elektriciteitsbeheer en -distributie hebben met verslaggevers van de Investment Newspaper enkele opkomende of onduidelijke kwesties in decreet 80/2024/ND-CP besproken. Zij zijn van mening dat deze kwesties snel moeten worden opgehelderd, zodat de DPPA snel in de praktijk kan worden gebracht.

Het blijft daarom onduidelijk welke installaties voor de opwekking van hernieuwbare energie wel of niet mogen deelnemen aan de DPPA. Het is duidelijk dat producenten van hernieuwbare energie die momenteel elektriciteit aan EVN verkopen tegen hoge FIT-tarieven waarschijnlijk terughoudend zullen zijn om met grote afnemers deel te nemen aan de concurrerende groothandelsmarkt voor elektriciteit en de DPPA. Bedrijven met lopende of geplande projecten op het gebied van hernieuwbare energie zouden daarentegen wel geïnteresseerd kunnen zijn in deelname.

Volgens deze analyse zal EVN bepaalde verliezen lijden wanneer goedkope hernieuwbare energiecentrales zich afscheiden om deel te nemen aan de elektriciteitsmarkt en de DPPA, terwijl dure hernieuwbare energiecentrales hun bestaande stroomafnameovereenkomsten met EVN blijven handhaven.

Vanuit het perspectief van de distributienetbeheerder zijn experts van mening dat het nadelig zou zijn voor grote afnemers met hoge elektriciteitsprijzen om DPPA-overeenkomsten met hernieuwbare energiebedrijven te sluiten om de elektriciteitskosten te verlagen en slechts een deel van de elektriciteitsprijs te betalen aan het distributienetbeheerder, tegen de actuele detailhandelsprijs die is vastgesteld door het Ministerie van Industrie en Handel, indien zij meer afnemen dan de gecontracteerde hoeveelheid van het hernieuwbare energiebedrijf.

"Het gevolg van deze twee zaken is dat de gemiddelde kosten voor EVN/de distributiemaatschappij zullen stijgen, en dat andere klanten die niet deelnemen aan de DPPA hogere elektriciteitsprijzen zullen moeten betalen. Want als hernieuwbare energiebedrijven en grote afnemers profiteren van deelname aan de elektriciteitsmarkt en de DPPA, zullen andere klanten hogere prijzen moeten betalen, zelfs met dezelfde verhouding tussen inkomsten en kosten."

Vanuit een controleperspectief betoogde deze persoon ook dat het onredelijk lijkt om het Nationale Elektriciteitsdistributiecentrum (A0) de controle te geven over het aantal projecten/de capaciteit van hernieuwbare energie-eenheden die deelnemen aan de DPPA, zoals vastgelegd in artikel 20.1, om te voorkomen dat de capaciteitslimiet volgens het plan wordt overschreden. De reden hiervoor is: als er een risico bestaat dat de limiet wordt overschreden, welke criteria zullen dan worden gebruikt om te bepalen welke hernieuwbare energie-eenheden mogen deelnemen?

Bovendien, op basis van welke principes zal A0 hernieuwbare energiecentrales met FIT-tarieven en hernieuwbare energie-eenheden exploiteren onder Decreet 80/2024/ND-CP? Mag A0 centrales met hogere FIT-tarieven sluiten om prioriteit te geven aan hernieuwbare energie-eenheden die deelnemen aan de elektriciteitsmarkt en de DPPA onder Decreet 80/2024/ND-CP? Zal A0 aansprakelijk worden gesteld indien het bedrijf wordt aangeklaagd voor stroomreductie?

Bron: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html